L`economia della generazione

analisi
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L’economia
della generazione
 di Andrea Fidanza*, Carlo Manna*
Ogni tecnologia di generazione energetica, durante l’arco di vita che va dalla
fase sperimentale fino alla condizione
di maturità, subisce una progressiva diminuzione dei suoi costi che si riflette
sul costo dell’energia prodotta. Diversi sono i fattori che incidono su tale processo e che influenzano, in maniera variabile a
seconda della fonte considerata, il cosiddetto tasso di apprendimento tecnologico, ossia la rapidità con cui una tecnologia
entra sul mercato e diventa sempre più competitiva dal punto di vista economico. Come noto, i costi d’investimento non
costituiscono l’unico costo nel corso della vita di un impianto
in quanto anche altre spese, di tipo fisso e variabile, devono
essere sostenute ai fini di un corretto funzionamento dell’impianto. Tra queste vi sono il
costo del carburante, i costi di
O&M, i costi legati alle emissioni di CO2 e infine anche
quelli per il decommissioning
dell’impianto stesso. Queste
voci incidono in maniera differente a seconda della tecnologia utilizzata e la loro somma
lungo l’intero ciclo di vita di un impianto rappresenta il costo
complessivo che concorre alla formazione del costo di generazione di un’unità di energia.
Nel settore elettrico, al fine di confrontare il costo di generazione da fonti diverse, viene calcolato, secondo una metodologia riconosciuta a livello internazionale, il cosiddetto Levelized
Cost Of Energy (LCOE), ossia il costo di produzione di 1 kW
elettrico. Esso viene calcolato essenzialmente come rapporto
tra il valore attualizzato della sommatoria delle uscite di cassa
e il valore attualizzato della produzione elettrica nell’arco di
vita utile dell’impianto. Tale costo corrisponde, in altri termini,
al prezzo a cui l’elettricità deve essere prodotta per riuscire a
coprire interamente tutti costi.
Secondo la definizione dell’Agenzia Internazionale per
l’Energia (fonte: Projected cost of generating electricity. International Energy Agency, 2010) la formula per il calcolo del LCOE
è la seguente:
LCOE = Peletticità = ∑t (Investimentit + O&Mt + Carburantet +
Carboniot + Decommissioningt) * (1+r)-t) / ∑t (Elettricitàt *
(1+r)-t))
dove “t” è l’anno di riferimento e “r” il tasso di sconto. Un’assunzione fondamentale alla base del calcolo del LCOE è che sia
“r” sia il prezzo dell’elettricità sono fissi e non variano nel corso
della durata del progetto. Da un’analisi della composizione del
LCOE per ogni tecnologia emerge come l’incidenza percentuale delle singole voci di costo
cambi notevolmente in base
alla tecnologia considerata
(tabella 1). Questo determina
di conseguenza una differente
sensibilità del LCOE di ogni
fonte a fronte di variazioni dei
parametri che concorrono alla sua formazione.
Per esempio, un aumento del tasso di sconto determina
una quasi totale invarianza del costo dell’energia derivante da
impianti alimentati a gas, mentre nel caso del nucleare, a causa
degli elevati tempi di costruzione e della vita utile degli impianti, questo comporta un marcato incremento proporzionale
del LCOE. In generale, le tecnologie che necessitano di lunghi
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PER COMPARARE LE DIVERSE FONTI
BISOGNA ANALIZZARLE A FONDO
IN TUTTI GLI ASPETTI
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figura 1
LCOE in funzione del tasso di sconto
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figura2
LCOE in funzione di un incremento
del 30% dei costi di costruzione
(tasso di sconto al 10%)
Fonte: International Energy Agency
tempi per il completamento dell’impianto sono soggette anche
a un peso maggiore degli interessi maturati durante la fase di
costruzione (interest during construction), a differenza di quelle
per le rinnovabili le quali, nonostante il costo d’investimento
arrivi a costituire fino al 95% del totale, hanno tempi di realizzazione molto più ridotti e quindi un LCOE relativamente meno
sensibile a variazioni del tasso di sconto (figura 1).
Costruzione e tempi
Altri due fattori che influenzano il costo di generazione elettrica sono rispettivamente un aumento dei costi di costruzione
(figura 2) e un allungamento dei tempi di realizzazione dell’impianto. In entrambi i casi, le fonti più esposte a un incremento
del LCOE sono comprensibilmente quelle in cui la componente
dei costi d’investimento pesa maggiormente rispetto al costo
totale, quindi in prevalenza il nucleare e le fonti rinnovabili
come fotovoltaico ed eolico. Un’ulteriore variabile che influisce sul livello del LCOE è rappresentata dal fattore di carico
(load factor), che corrisponde al rapporto tra la produzione
elettrica di un impianto e il massimo

Tabella 1
teorico che potrebbe essere prodotto
in un determinato periodo di tempo.
Struttura dei
Anche in questo caso, una diminuzione della quantità di energia prodotta
pesa maggiormente sul costo di quelle
tecnologie in cui vi è prevalenza di costi fissi, e molto poco, invece, nel caso
di tecnologie a gas dove circa il 70%
del costo di generazione dipende dal
combustibile. Infine, anche il tempo di
vita utile degli impianti è un elemento
Fonte: International Energy Agency
determinante, specialmente nel caso di una sua diminuzione
che porta a un incremento del costo di generazione di tutte le
tecnologie, soprattutto per gli impianti che hanno un periodo
di funzionamento minore (es. impianti alimentati a fonti rinnovabili).
In linea di massima è possibile affermare che le tecnologie
caratterizzate dalla presenza di un’elevata quota fissa rispetto
ai costi totali di un progetto, rappresentano un investimento
più rischioso in caso di discesa del prezzo di vendita dell’elettricità al di sotto del LCOE in quanto, nell’ipotesi di uscita
dell’operatore dal mercato, la perdita economica sarebbe, in
termini percentuali sul totale investito, più elevata rispetto
a un progetto composto prevalentemente da spese variabili.
Tuttavia le fonti rinnovabili, pur immobilizzando una quota di
capitale percentualmente elevata, presentano il vantaggio, ri-
costi di generazione per tecnologia
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spetto alle fonti fossili, di ave- figura 3
re costi delle emissioni e del
Stima del LCOE attuale per singola tecnologia
carburante (costo marginale)
praticamente nulli. Quest’ultimo aspetto in particolare,
come verrà descritto meglio
in seguito, sembrerebbe portare anche importanti benefici in termini di riduzione del
prezzo dell’energia sul mercato elettrico.
A oggi, secondo uno studio sui costi di generazione
dell’energia elettrica pubblicato dal Committee on
Climate Change, un organo
indipendente creato dal Governo inglese per ricevere
supporto sulle questioni relative ai cambiamenti climatici,
le principali tecnologie a cui
Fonte: Committee on Climate Change, Mott MacDonald
appartiene il LCOE minore
sono, in ordine crescente di
costo, quella per la digestione anaerobica dei fanghi da figura 4
depurazione, l’idroelettrico, il
Fabbisogno di acqua delle tecnologie
processo di pirolisi dei rifiuti
di generazione elettrica
solidi urbani e del combustibile da rifiuti e infine l’eolico
onshore (figura 3).
Tuttavia, da un esame
della letteratura scientifica in
materia di riduzione del costo per specifica tecnologia di
generazione energetica lungo
la curva di apprendimento,
emerge in maniera evidente
che il potenziale maggiore risiede in tecnologie meno mature, come alcune relative alle
Fonte: International Energy Agency
“nuove” fonti rinnovabili. In
particolare, tra queste, quelle
di sfruttamento del moto onEsternalità ambientali
doso e delle maree, l’eolico offshore e il solare fotovoltaico regiIn un’ottica più ampia, va però sottolineato che qualsiasi
strano i maggiori “tassi di apprendimento”, ossia un’inclinazione
scelta in campo energetico può avere anche un impatto a
delle rispettive curve di apprendimento superiore a quella delle
altre fonti. In generale, una buona parte delle tecnologie esi- livello sociale e ambientale che deriva dalle “esternalità” constenti presenta un tasso compreso tra 5 e 15%, mentre il solare nesse indirettamente alle attività di generazione energetica.
fotovoltaico, in particolare quello a film sottile, spicca su tutte Secondo un’analisi dell’Agenzia Internazionale per l’Energia,
che considera gli impatti delle diverse tecnologie in termini
con un tasso compreso tra il 25 e il 35%. In quest’ottica lo studio
stima che, nel 2040, in base alle curve di apprendimento delle di emissione di agenti inquinanti nell’aria, consumo e condiverse tecnologie, i costi d’investimento per lo sfruttamento taminazione dell’acqua e infine utilizzo e trasformazione dei
del flusso di maree (tidal stream) e del fotovoltaico (cristallino terreni, emerge che, in alcuni casi, la differenza tra il costo
e a film sottile) potranno scendere rispettivamente fino al 21% delle tecnologie nuove e quelle tradizionali tende ad assottigliarsi. Tali effetti sulle risorse naturali, infatti, possono avere
e al 5-12% di quelli attuali.
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figura 5
Curva di apprendimento del prezzo
dei moduli fotovoltaici
Fonte: Navigant Consulting, EPIA
anche conseguenze indirette sulla salute delle popolazioni,
sulla conservazione dell’ecosistema e infine anche sulla sicurezza alimentare. Per esempio, relativamente alle emissioni
di agenti inquinanti, secondo l’Agenzia la tecnologia degli
impianti a carbone abbinati a cattura e stoccaggio del carbonio, seppur più sostenibile dal punto di vista ambientale
rispetto a quelle tradizionali, in quanto consente di trattenere attorno al 90% delle emissioni di CO2 prodotte da un
impianto ultra super critico (USC) e di ridurre contemporaneamente anche quelle di SO2, porta a un incremento del
20-30% di quelle di NO x. Nettamente meno impattanti in
questo senso risultano, invece, sempre secondo l’Agenzia,
le tecnologie per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili e
quella nucleare.
Con riferimento al consumo di acqua, un impianto solare
CSP, per esempio, può richiedere fino a circa 3.700 litri per
MWh, più di uno nucleare (fino a circa 3.500 litri per MWh)
o di uno a carbone (2.200 litri per MWh), mentre uno solare o
eolico praticamente zero (figura 4). Allo stesso tempo va detto
però che, in termini di superficie occupata, l’eolico onshore è
la tecnologia ad avere il maggiore impatto sul territorio, con
circa 2.200 m2 per GWh, rispetto a CSP, carbone e fotovoltaico
che stazionano tutte quante al di sotto dei 500 m2 per GWh.
Sotto questo aspetto, invece, se si considerano solamente gli
anni di vita utile di un impianto, la tecnologia nucleare è quella ad avere il minore impatto sul territorio.
Meno costi
analisi
Da alcuni anni si sta verificando un forte sviluppo dei settori
delle fonti di energia rinnovabile di tipo non tradizionale, che
è proseguito anche nel 2010 segnando un nuovo record di 211
miliardi di dollari d’investimenti a livello globale e registrando
una crescita del 32% rispetto all’anno precedente. La continua
ascesa di questi settori è fortemente trainata, da un lato, dalle
enormi potenzialità di sviluppo nel medio e lungo termine, confermate anche dalle più recenti analisi di scenario dell’Agenzia
Internazionale per l’Energia, le quali mostrano il ruolo sempre
più rilevante delle rinnovabili all’interno del sistema energetico
mondiale, dall’altro lato, dalla costante e rapida diminuzione dei
costi delle tecnologie, soprattutto di quelle “nuove”. Per esempio, nel caso specifico dei moduli solari fotovoltaici è avvenuto
un calo del 22% ogni volta che la potenza cumulativa installata
è raddoppiata, come mostra la relativa curva di apprendimento
(figura 5).
Un fattore che ha influenzato notevolmente il rapido declino del costo dei moduli fotovoltaici, la cui incidenza sul costo
totale di un sistema è scesa dal 60-75% al 40-60% a seconda
della tecnologia considerata, è stato l’impetuoso innalzamento
dei volumi di produzione avvenuto su scala internazionale negli
ultimi anni, in risposta alla crescente domanda di installazioni fotovoltaiche. Nel 2010 si è registrato, infatti, l’incremento
maggiore da circa dieci anni a questa parte nella produzione
mondiale di celle solari fotovoltaiche (+118%), che è arrivata a
oltre 27 GW grazie a una capacità produttiva globale superiore
a 36 GW e mezzo. Per il 2011 le previsioni di crescita sono ancora più entusiasmanti: oltre 51 GW (+89%) di produzione di
celle fotovoltaiche e quasi 67 GW (+82%) di capacità produttiva
mondiale. A oggi, la massima capacità produttiva di cui è dotata
una singola azienda nel settore fotovoltaico mondiale è di 1,8
GW e dovrebbe salire fino a 3 GW nel 2011 se i piani di espansione di un operatore cinese saranno rispettati. Attualmente,
molte aziende leader nel settore dispongono di impianti con
capacità produttive superiori a 1 GW, una cosa inimmaginabile
fino a solo un decennio fa se si considera che le dimensioni degli
impianti di produzione erano centinaia di volte più ridotte.
Un altro aspetto che contribuisce in maniera sostanziale
alla diminuzione dei costi connessi alle varie tecnologie per le
rinnovabili è il progresso tecnologico che, grazie alle attività di
ricerca e sviluppo (R&S), consente di migliorare il rendimento
in termini energetici, di allungare la vita degli impianti e di abbassare i costi di produzione di sistemi e componenti. A livello
globale la spesa in R&S per le energie rinnovabili è in crescita
costante dal 2005 ed è arrivata nel 2010 a un nuovo record di 9
miliardi di dollari (figura 6), pari a un aumento del 40% rispetto
all’anno precedente (6 miliardi di dollari). La spesa pubblica in
R&S è più che raddoppiata rispetto al 2009, costituendo oltre
la metà del totale investito nell’ultimo anno (5 miliardi di dollari) e superando per la prima volta quella privata, la quale ha
registrato, invece, un calo da 4 a 3 miliardi di dollari.
Tra le rinnovabili, la tecnologia che ha ricevuto la quota
maggiore di risorse è stata quella del solare con oltre un terzo
del totale (3,6 miliardi di dollari) nonostante il calo del 19%
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degli investimenti privati. Nell’ultimo anno, infatti, i programmi d’investimento delle aziende
si sarebbero maggiormente orientati verso un
innalzamento della capacità produttiva per andare incontro ai picchi di domanda provenienti
da mercati in forte espansione come quelli italiano, tedesco e ceco. Nonostante ciò, la tecnologia solare è stata anche quella che ha ricevuto
la quota maggiore di investimenti privati (2,1
miliardi di dollari), mentre la quota più grande
di risorse pubbliche è stata destinata ai biocarburanti (2 miliardi di dollari), i quali rappresentano nel 2010 la seconda fonte in termini di
investimenti totali in R&S con un tasso di crescita del 100% rispetto all’anno precedente. Il
settore eolico, essendo una tecnologia relativamente matura, occupa il terzo posto in termini
di spesa globale in R&S; tuttavia, considerato
anche il crescente interesse verso il segmento dell’offshore, registra complessivamente un
buon tasso di crescita (+92%).
Effetto merit order
delle rinnovabili
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figura 6
Investimenti in R&S nelle rinnovabili
dal 2004 al 2010
Fonte: Bloomberg, Bloomberg New Energy Finance, IEA, IMF, varie agenzie governative
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figura 7
Effetto “merit order” sulla curva
di offerta dell’energia elettrica
La liberalizzazione del mercato elettrico italiano,
avvenuta con il decreto legislativo n° 79 del 16 marzo
1999, noto anche come decreto Bersani, ha consentito
di passare di fatto da un modello di tipo monopolistico a uno liberalizzato concorrenziale. In un mercato competitivo, il prezzo di vendita dell’elettricità
riflette sostanzialmente il costo dell’ultima tecnologia (impianto) utilizzata per soddisfare la domanda in
ogni determinata ora del giorno. La curva di offerta
dell’energia (merit order curve), infatti, è di tipo scalare
in quanto va, in termini di costo marginale (costo del
carburante), dalla tecnologia meno costosa a quella
più cara. Nel punto in cui essa interseca la curva di
domanda si determina, per ogni frazione della giornata, il prezzo di vendita sul mercato elettrico. Secondo
tale logica, quindi, le tecnologie a entrare per prime in
funzione per rispondere alla domanda elettrica sono
Fonte: European Wind Energy Association
quelle con un costo marginale sostanzialmente pari a
zero, ossia le rinnovabili, seguite dagli impianti nucleari, da quelli a carbone e infine da quelli a gas ( tabella
In conclusione quindi, nell’ambito di un progetto d’inve1). Secondo diversi studi da fonti autorevoli, un incremento
significativo della produzione da impianti alimentati a fonti stimento in un impianto e, soprattutto, in un’ottica più ampia
rinnovabili, come quello avvenuto negli ultimi anni in diversi come quella di una politica di programmazione energetica su
Paesi, consentirebbe non solo di soddisfare una quota maggiore scala nazionale, non ci si dovrebbe mai limitare alla sola valutadella domanda elettrica ma anche di produrre una traslazione zione del costo di generazione dell’energia dalle varie fonti, ma
verso destra della curva di offerta dell’energia. Questo effetto comprendere anche un’approfondita analisi delle conseguenze
porterebbe a incontrare la curva di domanda più in basso, de- dirette e indirette, economiche e non, derivanti da una moltepliterminando quindi un prezzo minore dell’energia sul mercato cità di fattori e aspetti che, seppur talvolta di difficile individuaspot. Tale fenomeno, che si verificherebbe soprattutto nelle ore zione e quantificazione, possono avere rilevanti conseguenze
sull’intero sistema economico-ambientale.
n
di picco della domanda, prende il nome di effetto “merit order”
*Ufficio Studi ENEA
(figura 7).
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